Por Raúl Figueroa

Desde el pasado 1 de julio, las áreas que formaban parte de la concesión de Sinopec en Santa Cruz comenzaron a ser operadas por la Compañía General de Combustibles (CGC), que se encuentra en pleno proceso de evaluación del potencial y trazado de metas para incrementar la producción.

En entrevista exclusiva con Santa Cruz Produce, Daniel Kokogian, director de la compañía, anticipa aspectos vinculados a esa tarea de diagnóstico y planificación, con planes que apuntan a revitalizar la actividad de gran parte del flanco norte de Santa Cruz.

“Una cosa es segura: no compramos el área para dejarla como estaba”, aseguró el ejecutivo al abordar objetivos generales que si bien todavía no pueden reflejarse en indicadores concretos, tampoco se duda sobre el potencial petrolero que aún tienen para aprovechar.

“Una vez terminada la etapa de diagnóstico, el primer objetivo será revertir la curva de declinación -anticipó-. La experiencia más concreta que tenemos para mostrar es lo que hicimos en Cuenca Austral, que tras comprar la concesión en 2015, a partir de 2017 casi triplicamos la producción, en ese caso con el gas”, graficó.

“Revertir la declinación”

Kokogian explicó que por ahora no se pueden establecer metas precisas de volúmenes de producción, hasta no contar con todo el relevamiento de información que permitirá un diagnóstico acabado: qué nivel de perforación e inversión hubo en los últimos años, cuáles fueron las inversiones de capital, reservas reportadas, etc.

“A partir de ese análisis, lograremos una imagen macro de la operación y para inferir lo que creemos que hay allí. En el caso de Sinopec, lógicamente no son áreas desconocidas totalmente, no es el único activo que hay en la cuenca, hay muchos yacimientos similares o análogos -aclaró-. No estoy diciendo que no tengamos ninguna idea, porque la Cuenca San Jorge, al igual que la Neuquina, está muy estudiada”.

Se concretará un relevamiento del estado de los yacimientos que llevará hasta fin de año

El ejecutivo, geólogo de reconocida trayectoria en el ámbito petrolero del país, enfatizó además: “Estamos convencidos de que vamos a aumentar la producción porque creemos que vamos a hacer otras cosas distintas de lo que se estuvo haciendo hasta ahora en el área”.

En ese contexto, Kokogian reveló que en realidad la misma “no estaba a la venta y nosotros fuimos a buscarla, fue una compra proactiva”.

Y remarcó “hay potencial, pero también tenemos claro que el primer año va a estar dedicado a entender toda la operación. Lo que es seguro es que no lo compramos para seguir la declinación, sino porque creemos que podemos revertirla. Sin poner números, podríamos decir que la primera etapa va a ser para estabilizar la producción y en la segunda etapa buscaremos aumentarla. La expectativa es hacerlo en un plazo prudencial, no muy extenso”.

La primera etapa es estabilizar y la segunda, aumentar la producción

Recuperación secundaria y proyectos de terciaria

El directivo de CGC fue consultado por la proyección en cuanto a recuperación secundaria y si es factible que se avance en proyectos de recuperación terciaria.

Lo que fue confirmado. De hecho, Kokogian estimó que buena parte de los resultados en la primera etapa provendrán de un redimensionamiento de los proyectos de recuperación secundaria.

“Estoy seguro de que se podrán aplicar técnicas nuevas y no descarto también la terciaria, como algunos proyectos que se están haciendo en la cuenca”. En ese marco, detalló que podría ser “con polímeros y hasta podemos pensar también en la inyección de vapores. Todo se resolverá a partir del estudio geológico que estamos realizando”.

Etapas y plazos

Consultado acerca de si se han impuesto plazos para las distintas etapas, el ejecutivo de CGC sostuvo que en principio, “el diagnóstico llevaría seguro de acá a fin de año y después van a ir saliendo los proyectos por yacimientos”. Aclaró en ese sentido que “a lo mejor no terminamos todo al mismo tiempo, pero se termina primero una zona y después se va a otra”.

El área adquirida a la petrolera de capitales chinos “es muy grande”, sostuvo Daniel Kokogian y detalló que “no es un solo yacimiento, sino que se compone de muchos”. Y estiman que en algunos de ellos se podrá “avanzar más rápido” y en otro no.

Tenemos que ver con qué nos encontramos en proyectos que estén ya analizados y que no se implementaron”.

Pero enfatizó que desde la empresa se tiene en claro “que Sinopec también tenía sus ingenieros, geólogos y técnicos, no es que nosotros vamos a escribir todos los libros de nuevo, pero trataremos de entender cuáles fueron las dificultades y de eso dependerá cuánto tiempo nos lleve la evaluación”.

Como en Cuenca Austral

Para dar la tónica con la que CGC encarará sus nuevos activos en zona norte, insistió en el ejemplo “de lo que hicimos en la Cuenca Austral”.

La petrolera adquirió las áreas de Petrobras, en un momento en que la operadora brasilera se encontraba casi en retirada.

“Compramos el área en el año 2015 al anterior operador (Petrobras) y en el 2017 comenzamos la perforación con nuestras evaluaciones y nuestros estudios. El resultado fue un fuerte incremento en la producción de gas, que pasó de 2 millones a 6 millones de metros cúbicos por día”.

Esa reversión “nos llevó alrededor de un año y medio, acá no sé cuánto tiempo nos llevará, pero estamos convencidos de que el potencial está ahí, de eso no tenemos duda y es cuestión de atacarlo”.

El paralelo sirve para dar una idea de plazos y estrategias de trabajo de la compañía, pero es necesario recordar que si bien la Cuenca Austral tiene importantes recursos gasíferos, la expectativa en el área adquirida en San Jorge es específicamente petrolera.

Potencial no convencional

Por otra parte, el director de CGC habló sobre la posibilidad de recursos no convencionales en San Jorge, aunque aclaró que primero hay otras metas prioritarias, antes de llegar a perforar a más de 3.500 metros de profundidad, como implicaría ir a explorar la formación D-129.

En toda cuenca donde hay petróleo, hay una roca madre y en donde hay una roca madre, hay potencialmente recurso no convencional; evaluar si ese recurso es bueno, malo o regular es otra historia; el D-129 o la roca madre que haya ahí en la cuenca es un target (objetivo) no convencional, pero, en mi opinión, en principio es una exploración que iría a la cola de cualquier otra exploración”.

La exploración no convencional en la roca D-129 no es una prioridad hoy

En ese marco, admitió que hay otras prioridades ante el potencial que ofrece el área en recursos de petróleo: “Este es uno de los activos más importantes que quedan en el país como reservorios convencionales, o sea, esta no es una compra cualquiera, esta es una compra muy importante. Es un área que tiene al menos un tercio de la Cuenca del Golfo San Jorge. La magnitud de esta operación es muy importante”.

No es un área cualquiera, tiene al menos un tercio de la Cuenca del Golfo San Jorge

Ley de Hidrocarburos

Finalmente, al consultarle su expectativa en torno al proyecto de una futura Ley de Hidrocarburos y su posible aplicación al nuevo proyecto en el norte santacruceño, Kokogian prefirió no profundizar sobre algo que hasta aquí sólo se ha mencionado por trascendidos.

La petrolera piensa ya en la recuperación secundaria e incluso terciaria de la producción

“De los enunciados que uno escucha, podemos decir que es positivo si se habla de incentivar la producción para tener saldos exportables, generar divisas, etc.”. Y aclaró que “eso sería algo favorable no sólo para la compañía, sino también para la provincia, para el país, para todos”.

Aunque dijo que “habrá que ver cómo se definen otros aspectos: el precio del petróleo, si estará atado al valor internacional o si habrá un precio interno, en fin, es mejor esperar a que se defina el proyecto y poder conocer cómo serán los detalles para saber cómo incidirá en la actividad”.


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